伊拉克A油田Asmari组碳酸盐岩储层裂缝特征及其对油藏开发的影响

孙福亭，何 娟，王 龙，汪洪强，郭丽娜

( 中国海洋石油国际有限公司，北京 100028 )

0 引言

裂缝是碳酸盐岩储层常见的储集空间类型，其发育强度及填充状态对油井单井产能及油田高效开发具有重要影响[1-4]。不同于常规的碎屑岩储层，碳酸盐岩储层脆性强且易受酸性水溶蚀改造，易形成非均质性极强的复杂孔、洞、缝渗流系统[5-8]。裂缝作为重要的储集空间类型，对改善碳酸盐岩储层物性具有重要意义。Asmari组碳酸盐岩是中东主要含油气盆地——扎格罗斯前陆盆地的重要储集单元之一[9-11]，形成的油气田主要分布于伊拉克、伊朗和阿联酋[12]。目前，对Asmari组碳酸盐岩的研究主要集中于成藏模式[11,13-14]、沉积环境及沉积相[15-19]、成岩作用[19]、孔隙结构和岩石类型[20]等，有关Asmari组储层裂缝研究相对较少[21-22]，尚未对研究区天然裂缝开展系统分析。

目前，伊拉克东南部A油田正处于快速上产的关键时期，其主力产层为古近系渐新统—新近系中新统的Asmari组碳酸盐岩储层[23]。油井产能差异大，水淹规律复杂是A油田开发面临的主要矛盾。自2015年油田实施下泵提液以来，含水率快速上升，多口高部位新井出现投产后快速高含水，制约油田正常开发生产。观察A油田3口取心井岩心照片，Asmari组储层局部发育裂缝，但裂缝规模较小，在成像测井上的响应并不明显。以A油田岩心、薄片、成像测井、偶极声波测井资料为基础，分析A油田Asmari组碳酸盐岩储层裂缝特征，结合生产井产能及生产测井资料探讨裂缝对油藏开发的影响，明确研究区Asmari组碳酸盐岩储层裂缝特征、控制因素及其对油藏开发的影响，为后续油田开发调整提供地质依据。

1 地质背景

A油田位于伊拉克东南部米桑省，毗邻伊朗边界，距离巴士拉市约为175 km，构造上处于扎格罗斯山前坳陷南部边缘的低角度褶皱带，毗邻美索不达米亚盆地(见图1(a))。受扎格罗斯造山运动产生的巨大北东—南西向水平挤压应力影响[24-28]，A油田表现为北西—南东向的长轴挤压背斜构造。

图1 A油田区域构造及Asmari组地层综合柱状图Fig.1 Regional tectonic location and stratigraphic section in Asmari Formation of A Oilfield

渐新世，海平面下降，阿拉伯板块几乎全部暴露于地表，新特提斯快速关闭，沿板块东北边界扎格罗斯前渊演变成一个狭窄的海槽[29]。Asmari组沉积于该时期的扎格罗斯前渊陆棚，主要由浅色、胶结较好的有孔虫灰岩沉积物组成。Asmari组沉积晚期，受干热的古气候影响，局部地区灰岩发生白云石化，在Asmari组顶部形成白云岩储层，其上覆地层为区域稳定分布的Lower Fars组巨厚膏盐岩盖层。

A油田Asmari组主力产层分为A、B两段，A段沉积厚度约为70 m，根据沉积旋回进一步划分为3个油组，主要为白云岩；B段沉积厚度约为120 m，划分为4个油组，主要为灰岩，局部夹杂少量砂岩(见图1(b))。

2 裂缝成因类型及特征

2.1 构造裂缝

构造成因的高角度裂缝(构造裂缝)是A油田主要发育的裂缝类型，岩心观察显示，构造裂缝以剪切裂缝为主(见图2(a-c))，少见张性裂缝(见图2(d))，缝面相对平直稳定，倾角多在70°～90°之间，多未充填或弱充填，缝间多数被油气充注，可见明显的油气显示，充填物主要为方解石或石膏胶结物。裂缝规模相对较小，开度一般在50～100 μm之间，缝长一般在20～60 cm之间，在垂向上断续分布，局部区段发育强度较大、数量多，岩心因裂缝发育强度大而碎裂。

图2 A油田Asmari组碳酸盐岩构造裂缝特征Fig.2 Tectonic fracture characteristics of carbonates in Asmari Formation of A Oilfield

2.2 成岩裂缝

根据成因不同，成岩裂缝可进一步细分为水平层理缝、压溶缝、溶蚀缝和脱水收缩缝等。

(1)水平层理缝。水平层理缝通常表现为沿层理面或顺层的水平或低角度裂缝，是在压实压溶过程中沿层理薄弱面形成的裂缝(见图3(a))。岩心观察显示，水平层理缝开度小，多小于50 μm，常呈半充填状，充填物主要为方解石或石膏胶结物。

图3 A油田Asmari组碳酸盐岩成岩裂缝特征Fig.3 Diagenetic fracture characteristics of carbonates in Asmari Formation of A Oilfied

(2)压溶缝。压溶缝是碳酸盐岩常见的成岩裂缝(又称缝合线)，是在压实作用下、由岩石不稳定组分局部溶解而形成的，缝面多表现为不规则的锯齿状，通常发育在相对较致密的泥晶灰岩或泥晶白云岩中。压溶缝延伸距离较短，缝长小于10 cm，常孤立分布。缝间多被压溶作用产物充填，也有泥质或有机质充填，渗透性较差(见图3(b-c))。

(3)溶蚀缝。溶蚀缝(又称构造扩溶缝)是在早期构造成因裂缝的基础上，经过后期酸性流体沿缝面选择性溶蚀改造而形成的，缝面受酸性流体的溶蚀改造而凹凸不平(见图3(d))，裂缝开度不均，裂缝开度大小取决于溶蚀强度。镜下观察显示，溶蚀缝多为未充填—半充填状，充填物主要为方解石或石膏胶结物。

(4)脱水收缩缝。脱水收缩缝是硬石膏吸水变成石膏发生膨胀而体积变大，对周围矿物产生挤压后溶解释放压力，通过压力回弹在周边矿物中形成微小的张性裂缝。裂缝常分布于石膏斑块周边，呈簇状分布，规模小(多为百微米～毫米级)，延伸距离短，常被石膏充填(见图3(e))。

研究区对储层改造作用较大的成岩裂缝主要为溶蚀缝，其形成之初也多为构造裂缝。

2.3 裂缝测井响应

岩心观察显示，裂缝发育段在常规测井曲线上的响应特征不明显，甚至小尺度裂缝在成像测井曲线上的响应也不明显，很难识别。横波在各向异性地层传播时有分裂现象，利用偶极声波测井资料可以提取快、慢横波信息，进而分析由裂缝导致的地层各向异性大小[30]。首先，应用偶极声波测井资料提取纵、横波时差，采用波形反演方法进行地层各向异性处理，获得可靠的地层各向异性大小及快横波方位等参数；然后，将获得参数及常规测井资料的密度曲线作为输入参数，引入定向裂缝理论模型进行裂缝参数处理，实现裂缝密度及裂缝孔隙度的定量评价[31]。研究区多口井具有偶极声波测井资料，基于偶极声波各向异性分析及裂缝参数反演，定量评估每口井纵向裂缝密度及裂缝孔隙度，研究区Asmari组各向异性较弱，裂缝平均孔隙度约为0.6%(见图4)，整体表现为中—小尺度裂缝特征。

图4 A油田A19井偶极声波裂缝解释成果Fig.4 Dipole acoustic logging fracture interpretation result of well A19 in A Oilfield

3 裂缝控制因素

3.1 岩性

由于A油田大多数取心资料被损毁，现存13口取心井的岩心描述数字化资料和3口井的岩心照片。按岩性统计岩心描述的高角度构造裂缝发育段(见图5(a))，将某岩性的裂缝发育段总厚度除以岩性总厚度作为裂缝的发育概率。白云岩的裂缝发育概率最高，其次是灰岩、砂岩、泥岩，最低是石膏(见图5(b))。岩石的成分、颗粒大小及排列方式等影响岩石的力学性质，控制不同岩性在构造应力作用下的裂缝发育[32-33]。碳酸盐岩岩石组分主要为方解石和白云石(钙质矿物)，砂岩岩石组分主要为硅质和黏土矿物，泥岩主要由黏土矿物组成；钙质和硅质矿物表现为脆性，黏土和石膏矿物表现为塑性[6]，不同性质矿物含量的差异造成不同岩性岩石在相同应力条件下的抗张、抗压强度不同，进而导致裂缝发育程度不同。

图5 A油田不同岩性厚度、裂缝发育概率统计Fig.5 Statistics of thickness and fracture development probability of different lithology in A Oilfield

3.2 岩层厚度

裂缝发育程度与所在岩层厚度有关，通常裂缝在一个岩性相对稳定的层内发育，终止于岩性界面[34]。根据13口取心井的岩心描述数字化资料，统计不同岩层厚度的裂缝发育概率，在岩性较稳定的薄层碳酸盐岩中裂缝发育概率明显大于厚层碳酸盐岩的，裂缝发育概率随岩层厚度增大而减小(见图6)。

图6 A油田岩层厚度与裂缝发育概率关系Fig.6 Relationship between rock thickness and fracture development probability in A Oilfield

3.3 构造位置

构造位置是影响A油田Asmari组碳酸盐岩储层裂缝分布的重要因素，不同构造部位的局部应力分布不同，影响裂缝发育程度[35]。

A油田Asmari组A段为白云岩，较B段灰岩裂缝更为发育，统计A段偶极声波测井平均裂缝密度解释结果，在背斜轴部和转折端等曲率较大的位置，裂缝更发育；在构造翼部，裂缝相对欠发育。以A油田南区为例(见图7)，在A油田南区构造转折端及构造轴部的A36、A40、A33、A37等井，裂缝密度明显大于构造翼部的A24和A45井的。另外，断层对裂缝有控制作用，断层活动造成的应力扰动使断层附近应力集中，断层附近构造缝更发育，如A油田南区北部，A19和A22井距离主断层主体较近，裂缝密度大于位于断层末端和距离断层较远的A32和A26井的。

图7 A油田Asmari组A段不同构造位置裂缝发育程度Fig.7 Fracture development degree of different tectonic location of A Member of Asmari Formation in A Oilfield

构造裂缝发育程度受岩性、岩层厚度和构造位置等因素影响，是多因素综合控制的结果，不同区域控制构造裂缝发育程度的主要因素可能不同，因此大范围单一控制因素分析时可能有少数异常井不符合一般规律，对于这部分异常井还需要结合其他控制因素进行分区域分析。

4 裂缝对油藏开发的影响

4.1 油井产能

A油田Asmari组A段主要发育白云岩，储层物性较差，孔隙度分布在0.1%～21.3%之间，渗透率分布在(0.01～454.00)×10-3μm2之间，平均孔隙度为9.0%，平均渗透率为10.60×10-3μm2，孔渗相关关系极差，主要为低孔中低渗储层。A油田有多口单采A段油井，在投产初期，这部分井产能差异较大(自喷)，最低约为130 m3/d，最高可达630 m3/d。裂缝评价结果显示，A段白云岩储层局部中小尺度裂缝较发育，裂缝密度相对较大(见图4、图8)，在投产初期，裂缝发育程度是导致单采A段油井产能差异大的重要因素。分析油井初期产能与射孔层段裂缝发育强度的相关关系，在基质孔隙发育尚可的储层段，裂缝相对发育的层段是主力产液层段。如A油田A33井是一口单采A段油井，PLT(Production Logging Tool)测试时产能约为460 m3/d，不含水，PLT解释结果显示A3顶部油层为该井主要产油层，占该井产油量的83.9%；偶极声波裂缝参数定量解释结果显示，A段裂缝密度大，裂缝较发育(见图8)，裂缝发育可改善局部储层的渗流能力，渗流能力成为油井高产的关键因素。

图8 A油田A33井生产测井揭示裂缝发育段为主要产油段Fig.8 Production logging of well A33 in A Oilfield revealing main oil production layer with high fracture development degree

4.2 油藏水淹规律

裂缝除改善储层的渗流能力、提高油井产能外，对油藏水淹规律也有重要影响。A油田有多口单采A段的构造高部位油井，在射孔段底部距离动态油水界面30～50 m时，油井投产后快速高含水，分析井上成像测井裂缝评价结果及偶极声波裂缝密度定量评价结果，以及远探测井周相对大尺度裂缝的定性评价结果，这些井的生产段至含水层往往在井上或井周发育裂缝，有的甚至为中大尺度裂缝。因此，这部分水淹异常井为构造裂缝导致的异常水锥或水突破。这类采油井在中低含水时期调整生产制度、降低生产压差能够有效抑制含水快速上升，增加油井的中低含水采油期，从而提高单井累积产量。

5 结论

(1)伊拉克A油田Asmari组碳酸盐岩储层发育裂缝主要为中小尺度的构造裂缝。构造裂缝的发育程度主要受岩性、岩层厚度和构造位置因素影响。白云岩裂缝发育程度高于灰岩的；薄层碳酸盐岩裂缝发育程度高于厚层碳酸盐岩的；构造轴部和转折端等曲率较大的位置及主断层主体周边是裂缝发育的有利区带。

(2)裂缝发育能够改善储层的渗流能力，提高油井产能，但也易引发水突破，使油井快速高含水。采取有效方法评价裂缝并预测裂缝发育区，控制裂缝发育区生产井的生产制度，在保障油井产能的同时尽量延缓裂缝可能导致的水突破，可以有效提高单井累积产量。